República Dominicana cuenta con más de 5000 MW de capacidad proveniente de centrales que despachan al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana.

De acuerdo con cifras del Organismo Coordinador del SENI, las energías renovables representan hoy un poco más del 25%, siendo que el 12.27% corresponde a tecnología hidráulica con 623 MW de potencia,mientras que la eólica acumula 370 MW (7.29%), 345 MW la solar (6.8%) y 30 MW la biomasa (0.59%).

En las redes de distribución, la participación de las renovables sigue siendo tímida. Sólo son 179 MW los conectados que, sumados a los que se encuentran fuera del programa de medición neta, superan mínimamente los 200 MW.

Visto aquello, se mantiene el descontento por las restricciones de penetración fotovoltaica en redes de distribución impuestas por la regulación vigente que la limita a un 15% de la demanda máxima anual por circuito.

Para obtener mayores precisiones, Energía Estratégica consultó a Maxwell Pérez, gerente de ingeniería eléctrica AMPEREZ SRL y exgerente técnico de la Dirección de Regulación en la Superintendencia de Electricidad, quien accedió a ofrecer una entrevista exclusiva a este medio:

¿Qué desafíos encuentra en el programa de medición neta?

El programa ha tenido una buena aceptación. Pero con el código de de conexión de generación distribuida en el que se estableció – en su artículo 17- un límite del 15% para una conexión simple, empezaron a aparecer los desafíos.

En el caso de que esté el 15%, el mismo reglamento -en su artículo 18- manda a que se haga un estudio suplementario pero el distribuidor no está en capacidad de realizarlo por sí mismo, lo que lleva a mayores costos y demoras que hacen perder el atractivo de este tipo de conexiones a los eventuales clientes.

Se creó una gran barrera, un gran cuello de botella que ralentizó el desarrollo de las renovables y su penetración se frenó de momento con este 15% que, al día de hoy, está vigente.

¿Las autoridades han impulsado medidas para mejorar esta situación?

Maxwell Pérez, gerente de ingeniería eléctrica AMPEREZ SRL

En 2019, el regulador comenzó a trabajar en un proyecto de readecuación normativa a través de un reglamento de generación distribuida donde iba incluida la interconexión y la medición neta.

¿Porqué ese proyecto no ha visto la luz aún?

Se trabajó de manera consensuada con distintos actores. Entre ellos, las distribuidoras insistieron en mantener el 15% pero cedieron permitir a los clientes inyectar el 10% de excelente una vez que consigan superar su demanda pico anual.

Existen estudios que indican que es posible incrementar este límite a 25% en circuitos rurales y 50% en circuitos urbanos, ¿qué opinión le merece?

En su momento, yo mismo no estaba de acuerdo de aumentar el 15% hasta que vi ese tipo de conclusiones a las que llegaron estudios como el de nivel de penetración fotovoltaica permisible en las redes de distribución dominicanas (en este caso, impulsada por GIZ) que tomaban circuitos de distintas distribuidoras para desarrollar su análisis y en base a simulaciones determinaron que en la mayoría de los circuitos que tienen los distribuidores urbanos (que no exceden los 10 km de la subestación principal) era posible exceder el 50%, el 70% e inclusive soportaba el 150% de penetración; mientras que, los circuitos rurales (que tienen más kilómetros de trayecto) llegaban a soportar en el orden del 25% o 30%.

En definitiva, se tomaron varios parámetros porque nuestra normativa tiene un límite en la regulación de tensión para las redes de distribución -que es más menos el + – 7.5% de la tensión nominal en circuitos de distribución en zonas urbanas-. Entonces, todas esas simulaciones se fueron haciendo hasta que llegaban fuera de rango de lo permisible por la normativa. Por lo que las conclusiones fueron más conservadoras de lo registrado.

¿Qué gran pendiente existe para que esa expansión del 15% de penetración se logre?

El regulador aún no ha llevado a vista pública el reglamento. La información que circula es que se mantiene el 10% de excedente por cliente pero no se tienen novedades que amplíen la penetración tras los resultados de esos nuevos estudios que se mencionan.

¿Ampliar la participación de renovables en redes de distribución traería beneficios?

Sí. Hemos hecho talleres, simulaciones, experiencias reales en las que pudimos ver que la penetración realmente beneficia a la red.

Y hay que ser claros con que no sólo la beneficia, sino que tampoco la perjudica. Nuestro sistema tiene un nivel muy bajo de penetración aún. Tenemos conectados 179 MW y fuera del programa de medición neta se suman 10 MW más. Y cuando los miramos por circuito, los porcentajes son muy bajos. Un claro ejemplo es que la distribuidora más grande tiene 138 circuitos donde ingresan renovables y sólo en 17 de ellos se sobrepasa el 15% de penetración.

El reglamento ya estaba listo para la vista pública al inicio de la pandemia, luego vino el debate del pacto eléctrico donde también se tocaba ese tema; por lo que, finalmente le dieron un año para que pudieran llevar ese reglamento a vista pública y debería estar preparándose porque en febrero se cumpliría ese año.

Si en la vista pública ellos insisten en que los clientes solamente pueden inyectar un 10% de su demanda como excedente, debemos velar de hacer recordar al regulador que hay estudios que indican que tenemos un potencial enorme para la penetración de renovables en circuitos de distribución tanto rurales como urbanos.

¿Qué alternativa existe para que las distribuidoras vean como aliada a la generación distribuida renovable y no como una competencia?

Se puede cobrar un peaje por la energía inyectada, ya que la mayoría de los que instalan estos sistemas tienen mayor capacidad de pago que aquellos que no pueden comprar estas alternativas de generación. No hay que poner límites a quien quiere dar un beneficio colectivo optando por energías renovables.

Estamos de acuerdo con que a la red hay que pagarla y si el distribuidor es el único encargado de esto, se puede entender su descontento. Ahora bien, se deberá determinar y apoyar a partir de estudios cuál deberá ser ese costo por el uso de la red y eso debería ser por cada kWh que inyecto. Así, el distribuidor obtiene su VAD y las renovables no se frenan.